延长油田CO2驱相态初探

为了研究延长油田J区块CO₂驱相态,根据细管实验得到工区最小混相压力,考虑地层破裂压力计算井口最大注气压力,结合工区目前井口注气压力分析了CO₂驱相态。结果表明,工区CO₂驱最小混相压力为22.2 MPa,井底破裂压力为33.88 MPa,井口最大注气压力可达15.8 MPa;目前工区单井最高注气压力为10.5 MPa,对应注气井底压力为19.1 MPa,低于最小混相压力,属于非混相驱油。当井口注气压力提高到15.0 MPa时,注气井底压力为23.6 MPa,高于最小混相压力,注气井近井地带存在混相区。     

大庆油田杏十二试验区活性水驱油体系优选研究

针对大庆油田L区块产水率高的问题,在杏十二试验区开展活性水驱油体系研究。结合区块油藏条件,选取合适的表面活性剂,通过室内物理模拟实验对活性水驱油体系进行优选。结果表明,表面活性剂能有效降低油水界面张力,提高石油采收率,且随着活性水注入质量分数的增加,注入压力增大。在室内驱油实验中,当1^# 活性水质量分数超过0.08%时,采收率增长幅度明显变缓。最终结合实验结果与经济评价方法,筛选出适合杏十二试验区的驱油体系,即甜菜碱型表面活性剂与地层水以质量分数0.08%配成活性水,最优用量为0.25PV。     

超临界CO2 处理对乳状液稳定性的影响机理研究

超临界CO₂(scCO₂)混相驱在提高原油采收率的同时,也显著改变采出原油乳液的性质。利用自主研发的CO₂-原油混相装置在模拟地层条件下对长庆原油进行混相处理,分别使用流变仪、电导率仪和显微镜研究了混相处理前后长庆原油及其W/O 乳液的流变性、稳定性和微观形貌。实验结果表明,scCO₂ 处理改变了长庆原油的组成,破坏了沥青质溶剂化层结构,使得失去保护的沥青质胶粒更易吸附于油水界面;scCO₂ 处理也使得析出的蜡晶尺寸更加细小,数量增加,这将导致乳液黏度显著增大。上述变化导致scCO₂ 处理后W/O 原油乳液的水滴粒径变小、分布更加均匀,宏观表现为乳液体系的流动性恶化、稳定性增强。     

新疆油田CO2 辅助蒸汽吞吐技术研究

以新疆油田车510井区沙湾组浅层稠油油藏为研究对象,通过PVT 高压物性室内实验方法分析了CO₂ 辅助蒸汽吞吐开采机理,并针对在开发过程中出现的蒸汽超覆及汽窜现象等问题,对该区块进行了CO₂ 辅助蒸汽吞吐技术的现场应用。结果表明,措施井平均单井增油量为206t;措施井平均含水率降低了23%,目前已累计增油6792t,实现增油收益1564万元。经过CO₂ 辅助蒸汽吞吐措施之后可以明显改变该区块的开发效果,并对同类油藏的开发具有现实指导意义。     

CO2溶胀和CH4协同作用下长庆原油流动性的改善

以CO₂、CH₄ 混合气为气源,在地层条件下利用自主研制的饱和溶气原油装置对长庆原油进行预处理,通过逐级降压得到地面集输工况(0~3.5MPa)下的饱和溶气原油。通过溶气原油物性测试装置与高压流变仪分析了气体组成、温度、压力等对饱和溶气原油溶解度Rs、体积系数Bo、凝点TZ、黏度μ 和屈服值τy 的影响规律, 并讨论混合气稀释效应与溶胀效应对长庆原油的影响。结果表明,随着压力升高,Rs、Bo 升高,随着温度降低,Rs 升高,Bo 降低;相同温度、压力下,Rs(CO₂)约为Rs(CH₄ )的2倍,但CH4 的溶解明显促进了CO₂对长庆原油的溶胀效果;n(CO₂)/n(CH₄ )=9∶1混合气对长庆原油的溶胀作用最佳,且对长庆原油凝点、黏度和屈服值的改善效果最优。     

多孔介质中CO2埋存机理物理模拟实验评价

为了弄清高温高压多孔介质中CO₂的埋存机理,采用室内物理模型,对多孔介质中CO₂埋存机理进行了物理模拟实验评价。结果表明,CO₂溶解埋存主要受温度、压力和地层水矿化度的影响;CO₂溶于地层水后与岩石中的矿物发生矿化反应,反应前后岩石矿物质量分数发生显著变化;气水交替驱可有效地延缓CO₂的突破,提高CO₂埋存率,从而提高原油采收率。     

含杂质CO2物性变化规律及其机理研究

在国家“双碳”战略背景下,利用CO₂提高油田采收率是封存CO₂的重要手段,但液态CO₂的安全储存、输送仍存在挑战,其中杂质气体对液态CO₂热力学物性的影响非常大。对现场取样的CO₂进行分析,确定了常见的7种杂质气体,并利用HYSYS、分子动力学模拟方法对含杂质CO₂的物性变化进行模拟计算,绘制物性版图并将其与纯CO₂的物性进行比较。研究表明,7种杂质均能使CO₂相图的气液共存两相区范围扩大,但不同杂质使气液共存两相区范围的扩大幅度不同;杂质主要通过泡点线的变化扩大气液共存两相区,而对露点线的变化影响不大;在含C₂H₆、C₃H₈、C₂H₄杂质的CO₂混合气体中静电势能占据主导作用,因此相比于含H₂、CO、CH₄、羰基硫（OCS）的混合气体,其宏观物性受温度、压力波动的影响较小。     

渤海稠油油田注气配伍性及混相机理

渤海稠油储量十分丰富,目前热采采收率低,挖潜潜力巨大,探讨海上稠油油田注气开采可行性具有重要的现实意义。通过注气膨胀实验及多次接触实验,研究了不同注气介质(CO₂、N₂、天然气)对渤海不同黏度稠油(普I-1类、普I-2-A类、普I-2-B类)的增溶膨胀降黏效果及混相机理。注气膨胀实验结果表明,CO₂与稠油的配伍性优于天然气和N₂,CO₂对3类稠油的降黏率分别为78%、85%、90%,天然气对3类稠油的降黏率分别为29%、69%、62%,注CO₂更适用于普I-2-B类稠油,注天然气更适用于普I-2-A类稠油。多次接触实验结果表明,CO₂驱的传质机理以溶解凝析为主,N₂驱的传质机理以萃取抽提为主,天然气驱的传质机理为凝析-抽提平衡;理论最小混相压力均大于43.00 MPa,因此在驱替前缘均难以形成混相。研究结果可为渤海稠油油田注气提高采收率提供重要依据及技术支持。     

延长油田CO2 驱埋存潜力评价方法

目前,油藏已经成为CO₂ 埋存的重要场所,向油藏注入CO₂ 的同时可以提高原油采收率。根据延长油田靖边CO₂ 试验区储层物性特征,利用构造地层埋存、束缚埋存、溶解埋存及矿化埋存等机理,考虑CO₂ 在原油中溶解、CO₂ 在地层水中溶解及自由气的埋存,建立评价CO₂ 埋存量的模型,通过所建立的模型可以评价延长油田 靖边CO₂ 试验区埋存潜力。模型应用结果表明,靖边CO₂ 试验区CO₂ 埋存量可达209.879×104t,储层CO₂ 埋存量大,具有非常好的埋存潜力,为延长油田进行CO₂ 驱提供了重要的指导。     

低温CO2 固体吸附剂的研究进展

随着全球气候变暖,CO₂的捕获、 存储与转换成为近年来国内外关注的热点问题。综述了几种常见低温固体CO₂ 吸附剂的吸附行为、 影响因素、 再生能力、 潜在的应用及存在的问题, 并对理论计算该领域的相关应用进行介绍, 展望了低温固体CO₂吸附剂的发展趋势。     

降低CO2驱油最小混相压力新方法

从CO2气体着手,探索液化气对CO2混相驱油MMP的影响,研究降低最小混相压力的方法,并利用自主研制的高温高压界面张力仪,采用悬滴界面张力法测定CO2与原油的界面张力。结果表明,向CO2中加入一定比例液化气可以达到降低CO2混相驱油最小混相压力的目的,而且不同含量CO2与相应MMP近似呈线性关系。据此可根据地层压力设计CO2混相驱油方案,优化CO2比例,从而达到CO2混相驱提高原油采收率的目的。     

降低CO2驱油最小混相压力新方法

从CO2气体着手,探索液化气对CO2混相驱油MMP的影响,研究降低最小混相压力的方法,并利用自主研制的高温高压界面张力仪,采用悬滴界面张力法测定CO2与原油的界面张力。结果表明,向CO2中加入一定比例液化气可以达到降低CO2混相驱油最小混相压力的目的,而且不同含量CO2与相应MMP近似呈线性关系。据此可根据地层压力设计CO2混相驱油方案,优化CO2比例,从而达到CO2混相驱提高原油采收率的目的。     

TAD S - 1 0复合体系驱油效果

为了研究复合体系各组分在驱油过程中的贡献程度, 利用磺酸盐双子表面活性剂TAD S - 1 0与相对分 子质量为15 0 0万的聚合物以及 N a 2CO3 配制的复合体系在光刻玻璃模型上进行原油驱替实验, 根据复合体系的驱 油效果, 分析界面张力、 聚合物、 碱以及正丁醇对驱油效果的影响。结果表明, TAD S - 1 0与石油磺酸盐复配产生的超 低界面张力使得化学驱采收率提高2. 6%; 加入聚合物后的二元体系与一元体系相比, 化学驱采收率提高1 0%左右, 总采收率提高1 2. 1 3%; 加入弱碱的三元体系化学驱采收率较二元体系提高2. 7 3%; 而三元体系加入质量分数为 0. 0 2%醇后化学驱采收率提高1. 2 3%, 总采收率提高1. 3 1%。     

二元与泡沫交替驱油体系室内物理模拟研究

针对大庆油田的典型非均质区块,利用三层正韵律非均质人造岩心,进行了岩心驱替实验,开展了二元与泡沫交替驱油体系室内物理模拟研究,对体系的注入参数进行了优化,并探讨了低界面张力表面活性剂/聚合物(SP)二元体系与泡沫体系交替注入来提高采收率的可行性。结果表明,在水驱采收率接近的情况下,保持驱油体系总注入量一定,低界面张力二元体系与泡沫体系的交替方式不同,提高采收率的幅度不同。单周期注入0.05 PV泡沫基液+0.05 PV N₂+0.10 PV低界面张力二元体系,周期注入量为0.20 PV,交替轮次为3次的注入方式为最优注入方式,该注入方式下交替驱油体系的阶段采收率最高,在水驱的基础上提高了21.82%。     

低渗透油藏驱油用耐温抗盐型表面活性剂研究

针对大庆油田M区块储层低孔、低渗、高温以及高矿化度的特点,采用常规表面活性剂往往不能取得较好的驱油效果。因此,以顺丁烯二酸酐、乙二胺和长链溴代烷为单体合成了一种新型双子表面活性剂SZ?11,并复配非离子型表面活性剂AEO?3,形成了一种适合低渗透油藏驱油用的耐温抗盐型表面活性剂驱油体系,并对其综合性能进行了评价。结果表明,该驱油体系具有良好的耐温性能和抗盐性能,在140 ℃下老化后,界面张力仍能达到0.008^{mN/m,体系在较高质量浓度的NaCl（150 000 mg/L）、CaCl₂（9 000 mg/L）和MgCl₂（2 500 mg/L）盐水中仍具有较低的界面张力;该驱油体系具有良好的乳化性能和润湿性能,可以通过乳化原油和改变岩石表面润湿性来提高驱油效率;储层天然岩心在水驱后注入0.4 PV表面活性剂驱油体系,能使岩心的采收率提高19.5%,具有良好的驱油效果。现场应用结果表明,实施表面活性剂驱油措施后,M区块内5口生产井日产油量明显提高,含水率下降,取得了良好的增油效果。}